Теплотехника (стр. 8 )

Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто

30% recurring commission
Выплаты в USDT
Вывод каждую неделю
Комиссия до 5 лет за каждого referral

(9.4)

Работу действительного цикла называют внутренней работой цикла

Теплота, подводимая в действительном цикле, равна

Эффективность действительного цикла характеризуется внутренним КПД, определяемым следующим образом:

(9.5)

где – отводимая теплота в действительном цикле. Внутренний КПД цикла учитывает потери от необратимости процессов сжатия и расширения, а также потери тепла, уносимые с отработавшими газами (q2д). Все эти потери существенно возрастают с увеличением степени повышения давления воздуха в компрессоре b = p2/p1.

Потери теплоты в камере сгорания учитывает ее КПД:

(9.6)

где q¢ – теплота, выделившаяся при сгорании топлива в расчете на 1 кг образовавшихся продуктов сгорания, кДж/кг.

Механические потери (потери на трение) учитываются механическим КПД компрессора () и механическим КПД турбины ().

Работа на валу ГТД (переданная потребителю) называется эффективной и рассчитывается по формуле

Все потери в ГТД учитывает эффективный КПД:

(9.7)

где Ne = le × G – эффективная мощность, Вт; G – расход рабочего тела, кг/с;
B – расход топлива, кг/с; – теплотворная способность топлива, Дж/кг.

На рис. 9.5 представлена графическая зависимость ht = f(b) и he = f(b).

Оптимальный интервал значений b, при которых he имеет максимум, составляет b = 4...6. При более высоких значениях b снижается he из-за резкого увеличения потерь от необратимости процессов сжатия и расширения рабочего тела.

Для ГТД с циклом Брайтона he = 17...20 %.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

C помощью коэффициентов полезного действия можно рассчитать составляющие уравнения теплового баланса ГТД:

(9.8)

где – потери тепла в камере сгорани;

потери тепла с уходящими газами;

– механические потери в компрессоре;

– механические потери в турбине.

9.2.3. Схема и цикл энергетической газотурбинной установки

Для повышения тепловой экономичности газотурбинных установок, используемых для привода различных механизмов, применяются:

· многоступенчатое сжатие воздуха в компрессоре;

· многоступенчатое расширение газа в турбине;

· регенерация теплоты.

На рис. 9.6 и 9.7 приведены схема и цикл энергетической газотурбинной установки (ГТУ-50-800).

Обозначения: К1, К2, К3 – ступени трехступенчатого компрессора; T1, T2 – ступени двухступенчатой турбины; ПО1, ПО2 – промежуточные охладители;
КС1, КС2 – камеры сгорания; Р – регенератор. Цифры на схеме соответствуют узловым точкам обратимого цикла (рис. 9.7).

Подводимая теплота в цикле

;

отводимая теплота

Теплота, переданная в регенераторе от продуктов сгорания к воздуху,

Для характеристики полноты регенерации используется коэффициент, определяемый следующим образом:

где – максимальная теплота регенерации. Для регенераторов газовых турбин этот коэффициент изменяется в пределах s = 0,5...0,8. Применение в газотурбинных установках регенерации тепла, ступенчатого сжатия и расширения увеличивает среднюю термодинамическую температуру подвода тепла в цикле T¢ и уменьшает среднюю термодинамическую температуру отвода тепла T¢¢, что дает существенное повышение термического КПД обратимого цикла, т. к.

Эффективный КПД в газотурбинных установках достигает 35 % (против 14...20 % для газотурбинных двигателей).

9.3. Циклы паротурбинных установок

Современная стационарная теплоэнергетика базируется, в основном, на паротурбинных установках. Рабочим телом таких установок является вода и водяной пар.

9.3.1. Схема паротурбинной установки (ПТУ) и цикл Ренкина

На рис. 9.8, 9.9, 9.10 представлены схемы паротурбинной установки (ПТУ) и обратимый цикл в p-v- и T-s-диаграммах (цикл Ренкина).

Обозначения: ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ЭТ – экранные (испарительные) трубы парового котла; ВЭ – водяной экономайзер; Т – паровая турбина; К – конденсатор, охлаждаемый водой; Н – насос;
ЭГ – генератор электрического тока (потребитель). Цифры на схеме
соответствуют узловым точкам обратимого цикла, представленного
в p-v- и T-s-диаграммах

Теплота, подводимая к воде и водяному пару в паровом котле (в процессах: 3-4 – нагрев воды до кипения, 4-5 – испарение воды, 5-1 – перегрев пара),

Отводится теплота от водяного пара в процессе его конденсации (2-2¢):

Работа, получаемая в турбине, является внешней работой адиабатного процесса расширения 1-2:

Работа, затрачиваемая на сжатие конденсата в насосе, с учетом того, что процесс сжатия является адиабатным (dq = 0) и одновременно изохорным
(v = const) вследствие несжимаемости жидкости,

Полезная работа обратимого цикла (площадь цикла в p-v- и T-s- диаграммах)

Термический КПД обратимого цикла Ренкина вычисляется по формулам

,	(9.9)
.	(9.10)

В практических расчетах зачастую можно пренебречь работой насоса, которая, вследствие несжимаемости жидкости, ничтожна по сравнению с работой турбины. В этом случае состояние 3 на диаграммах не изображают (рис. 9.11), т. к. точка 3 совпадает с точкой 2¢ :

,
,	(9.11)
.	(9.12)

Анализ формул (9.9) – (9.12) показывает, что термический КПД зависит от трех параметров (p1, t1, p2), он увеличивается с повышением давления p1 в паровом котле, с увеличением температуры перегрева пара t1 и с уменьшением давления p2 в конденсаторе.

В современных мощных паротурбинных установках применяются параметры пара p1 = 235...240 бар, t1 = 535...565 оС, p2 = 0,03...0,05 бар
(ts = 25...35 оС). Переход на более высокие параметры p1 и t1 определяется уровнем развития металлургии, т. к. требуются дорогостоящие высоколегированные стали. Использование более низких давлений p2 ограничено температурой воды, охлаждающей конденсатор, которая в летнее время равна 18…20 оС.

В паротурбинной установке можно было бы осуществить цикл Карно a-4-5-b (рис. 9.12): 4-5 – испарение; 5-b – расширение пара в турбине; b-a – неполная конденсация пара; a-4 – сжатие мокрого пара в компрессоре.

На практике этот цикл не осуществляется прежде всего потому, что в реальном цикле, вследствие потерь на привод компрессора, затрачивалась бы большая часть мощности, вырабатываемой турбиной. Экономичнее конденсировать пар полностью, а затем насосом увеличить давление воды от p2 до p1 в процессе 2¢-3. Кроме того, процесс расширения сухого насыщенного пара в турбине (5-b) связан с большими потерями на трение, вследствие существенного уменьшения степени сухости в процессе расширения, т. е. увеличения содержания воды в паре. Поэтому в паротурбинных установках применяют перегрев пара в трубах пароперегревателя парового котла. В этом случае процесс расширения 1-2 сдвигается в область перегретого пара, уменьшаются потери на трение при течении пара в проточной части турбины.

9.3.2. Система коэффициентов полезного действия
для оценки эффективности ПТУ. Тепловой баланс ПТУ

На рис. 9.13 представлен действительный цикл Ренкина 1-2д-2¢ (без учета затраты работы на насос):

1-2д – необратимый адиабатный процесс расширения пара в турбине (s2д > s1);

1-2 – обратимый адиабатный процесс расширения (s2 = s1).

Термический КПД характеризует термодинамическое совершенство обратимого цикла 1-2-2¢:

где N – мощность обратимого цикла, Вт; G – расход пара, кг/с; Q1 – тепловая мощность парового котла, Вт.

Относительное термодинамическое совершенство действительного цикла по сравнению с обратимым характеризует внутренний относительный КПД цикла

(9.13)

где Ni = liG – внутренняя мощность (мощность действительного цикла).

Потери тепла в паровом котле (от химического и механического недожога топлива, от теплообмена с окружающей средой, с уходящими газами и др.) характеризуются КПД парового котла

(9.14)

где q¢ – теплота, выделившаяся при сгорании топлива, отнесенная к 1 кг пара, Дж/кг; – тепловой эффект реакции горения топлива, Вт;
B – расход топлива, кг/с; – теплотворная способность топлива, Дж/кг.

Механические потери (потери на трение между деталями, затрата энергии на привод масляного насоса, осуществляющего смазку) характеризуются механическим КПД

(9.15)

где Ne = leG – эффективная мощность (на валу турбины); le – эффективная работа.

Все потери в ПТУ (без учета потребителя энергии) характеризуются эффективным КПД

,	(9.16)
.	(9.17)

Справедливость (9.17) легко проверить, если подставить значения всех КПД.

Механические и электрические потери в генераторе электрического тока учитываются КПД генератора

(9.18)

где lэ, Nэ = lэ .G – соответственно электрическая работа и электрическая мощность.

Все потери в энергетической паротурбинной установке, вырабатывающей электрическую энергию, учитываются электрическим КПД

,	(9.19)
.	(9.20)

Пределы изменения приведенных выше КПД следующие:

Система коэффициентов полезного действия позволяет рассчитать составляющие уравнения теплового баланса

Для паротурбинной установки с циклом Ренкина

потери тепла в паровом котле

потери тепла в конденсаторе

механические потери в турбине

потери в электрогенераторе

9.3.3. Эксергетический анализ ПТУ

Целью эксергетического анализа любого теплового устройства является:

· расчет составляющих уравнения эксергетического баланса:

где – потери эксергии в отдельных узлах устройства, рассчитываемые по формуле

;

· определение эксергетических КПД узлов и устройства в целом:

Эксергетический КПД паротурбинной установки, вырабатывающей электроэнергию, совпадает с электрическим КПД:

Уравнение эксергетического баланса для ПТУ с циклом Ренкина
(см. рис. 9.13) имеет вид

Потери эксергии в узлах паротурбинной установки и эксергетические КПД узлов рассчитываются по формулам:

– для парового котла

;

– для паровой турбины

;

– для конденсатора

;

– для электрогенератора

Для паротурбинной установки с циклом Ренкина при параметрах пара
p1 = 100 бар, t1 =530 оС, p2 = 0,04 бар и коэффициентах полезного действия

расчет составляющих теплового и эксергетического балансов дал результаты, представленные в виде потоков тепла (рис. 9.14) и потоков эксергии (рис. 9.15).

Анализ уравнений теплового и эксергетического балансов дает

но потери эксергии и потери тепла для конкретного узла установки могут существенно различаться, например в паровом котле и конденсаторе. В паровом котле потери тепла составляют 10 % (hПК = 0,9), потери эксергии – 57,7 % (= 0,423). КПД парового котла учитывает главным образом потери тепла с уходящими газами. Эксергетический КПД, кроме потерь эксергии с уходящими газами, учитывает дополнительно:

· потери эксергии от необратимости теплообмена между продуктами сгорания топлива, имеющими температуру ~ 2000 оС и рабочим телом (водой и водяным паром со средней температурой ~ 350 оС);

· потери эксергии от необратимости процесса горения;

· потери от присоса атмосферного воздуха и смешения его с горячими газами.

В конденсаторе потери тепла составляют 55,4 %, в то время как потеря эксергии этого низкопотенциального тепла равна всего 3,6 %.

Таким образом, только применение двух методов термодинамического анализа (метода КПД и эксергетического) дает возможность выявить для каждого узла установки количество тепловых потерь и их качество.

Какие существуют возможности для уменьшения потерь в паровом котле? Наибольшие потери эксергии связаны с необратимостью процесса горения и теплообменом между газами и рабочим телом (водой и водяным паром). Первые потери неустранимы, пока есть горение, вторые потери могут быть уменьшены, если уменьшить перепад температур между источником тепла и рабочим телом. Это можно сделать:

· за счет увеличения параметров пара, вырабатываемого в паровом котле;

· за счет регенеративного подогрева конденсата, подаваемого в паровой котел;

· за счет промежуточных перегревов пара в паровом котле;

· за счет применения комбинированных циклов (бинарные ПТУ, парогазовые установки, ПТУ с МГД-генератором).

9.3.4. Цикл ПТУ с промежуточным перегревом пара

Схема и цикл такой установки представлены на рис. 9.16, 9.17.

Промежуточный перегрев пара (процесс а-1¢) применяют при давлениях пара p1 > 130 бар с целью повышения степени сухости в конце процесса расширения (x2 > xb). Допустимая степень сухости составляет 0,88 – 0,92. В ПТУ, работающих при сверхкритических давлениях, применяется два промежуточных перегрева пара.

Для обратимого цикла с промежуточным перегревом (см. рис. 9.17) имеем

Обозначения: ПК – паровой котел; П – пароперегреватель; ПП – промежуточный пароперегреватель; СВД, СНД – ступени высокого и низкого давлений турбины;
К – конденсатор; ЭГ – электрогенератор; Н – насос. Цифры на схеме соответствуют узловым точкам обратимого цикла (рис. 9.17)

Применение промежуточного перегрева дает увеличение средней термодинамической температуры подвода теплоты (Т¢) за счет высокотемпературного процесса подвода теплоты в промежуточном пароперегревателе и в конечном итоге увеличение термического КПД цикла в среднем на 2–3 %.

9.3.5. Регенеративный цикл паротурбинной установки

Регенерация в паротурбинных установках – это подогрев конденсата перед подачей его в паровой котел за счет тепла отборов пара из турбины. Применяются подогреватели двух типов: смешивающего и поверхностного.

На рис. 9.18 и 9.19 представлены схема и цикл ПТУ с двумя подогревателями смешивающего типа.

Обозначения: ПК – паровой котел; П – пароперегреватель; Т – турбина;
ПВД, ПНД – подогреватели высокого и низкого давлений; К – конденсатор;
ЭГ – электрогенератор; Н – насосы. Цифры на схеме соответствуют узловым точкам обратимого цикла (рис. 9.19). Через a1 = G1/G, a2 = G2/G обозначены массовые доли пара, направляемые в отборы; G1, G2 – расходы пара, направляемые в отборы; G – полный расход пара, поступающего на турбину